高30斷塊油藏S/P二元復合驅室內實驗研究

黃小會,李華斌,程柯揚,田小蘭,喬 林

(成都理工大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室,四川成都 610059）

高30斷塊油藏S/P二元復合驅室內實驗研究

黃小會,李華斌,程柯揚,田小蘭,喬 林

(成都理工大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室,四川成都 610059）

針對高30斷塊砂巖油藏,篩選和評價了表面活性劑/聚合物(S/P）二元復合驅油體系。結果表明,表面活性劑CDS-1在有效濃度(0.025%～0.300%）低而寬的范圍內,體系與原油的界面張力可降到能大幅度提高驅油效率的10-2mN/m數量級;當疏水締合聚合物HNT201-3濃度為1 250 mg/L、CDS-1濃度為0.05%時,體系在地層條件下的表觀黏度可達72.37 mPa·s。在模擬油層滲透率及非均質變異系數的巖心上,注入0.30 PV二元復合體系及0.10 PV聚合物保護段塞時,可比水驅提高采收率20.91%OOIP。

S/P復合驅油體系;提高采收率;疏水締合聚合物;界面張力

任丘油田高30斷塊油藏,地質儲量363.94×104t,已經進入高含水開發后期,綜合含水率高達97.0%,目前采出程度21.49%,仍然有70%以上的剩余油。采用能進一步大幅度提高油層的波及體積和驅油效率的高效的復合驅是提高油藏最終采收率的有效途徑[1]。高30斷塊油藏埋深為2 430～2 630 m、油層溫度90℃、地層水礦化度 9 601.9 mg/L,其中 Ca2+、Mg2+總含量為64.18 mg/L。顯然,對于這樣的油藏,理論和已有的實驗結果表明,由于堿的加入使pH值升高,并與地層中的SiO2發生反應,生成硅垢,導致地層滲透率降低,甚至堵塞油層;地層水中的Ca2+、Mg2+與油層流體及巖石礦物反應,形成堿垢,對地層造成傷害并影響油井正常生產[2-6],故單一的堿水驅和含堿的復合驅是不可行的。本斷塊油藏由于油層溫度和礦化度相對較高,因此必須選用與油層流體配伍的表面活性劑以及抗溫抗鹽的聚合物的驅油體系。本文在無堿條件下,開展了高30斷塊表面活性劑/聚合物二元復合驅提高采收率研究。

1 實驗部分

1.1 實驗儀器

界面張力由上海中晨數字技術設備有限公司生產的JJ2008旋轉滴界面張力儀測定;黏度由美國生產的DV-Ⅲ型Brookfield黏度計測定;阻力系數、殘余阻力系數及巖心驅油試驗由江蘇省海安石油儀器設備廠生產的巖心驅油裝置完成。所有實驗均在油層溫度(90℃）下進行。

1.2 化學試劑及材料

實驗中使用的化學試劑為工業產品,濃度均為有效濃度,見表1;實驗用油為實際產出原油;實驗用水為注水站實際注入水和采出水,注入水總礦化度為9 434.4 mg/L,其中Ca2+、Mg2+離子總含量為65.95 mg/L;采出水總礦化度為9 601.9 mg/L,其中 Ca2+、Mg2+總含量為 64.18 mg/L,水型均為NaHCO3。驅油試驗巖心由石英砂和天然油層巖砂膠結而成,它模擬了油層平均孔隙度(18.64%）、平均空氣滲透率(105×10-3μm2）及非均質變異系數(0.72）,規格 30 cm ×4.5 cm ×4.5 cm,分上、中、下三層,每小層等厚為1.5 cm。

表1 實驗中使用的化學劑Tab.1 Commercial chemicals used in the test

2 實驗結果及討論

2.1 表面活性劑對原油界面張力的影響

2.1.1 表面活性劑對平衡界面張力的影響

圖1給出了十二烷基苯磺酸鈉、CDS-1、十二烷基硫酸鈉和十二烷基磺酸鈉溶液與原油的界面張力。可以看出,對于十二烷基苯磺酸鈉、十二烷基硫酸鈉和十二烷基磺酸鈉來說,在有效濃度為0～0.300%的范圍內,油、水界面張力隨著濃度的升高而逐漸降低,但降低幅度不大,基本都保持在100 mN/m數量級的范圍。對于表面活性劑CDS-1來說,在0～0.025%超低濃度的范圍內,隨著表面活性劑濃度的增加,油、水界面張力從1.01×101mN/m急劇降低到7.87×10-3mN/m,降低了三個數量級;在0.025%～0.300%濃度范圍內,隨著表面活性劑濃度的升高,油、水界面張力基本上都保持在10-2mN/m數量級。也就是說,使用單一的表面活性劑CDS-1水溶液,體系與原油的界面張力可以降低到大幅度提高原油采收率的更低數量級(10-2mN/m數量級以下）[2]。故驅油體系選用表面活性劑CDS-1。

圖1 表面活性劑濃度(有效濃度）對界面張力的影響Fig.1 The effect of surfactant effective concentration on interfacial tension

2.1.2 表面活性劑對瞬時界面張力的影響

特別針對表面活性劑CDS-1,圖2給出了表面活性劑CDS-1體系與原油瞬時動態界面張力。可以看出,當CDS-1濃度為0.005%時,隨著時間的變化與原油的界面張力略有降低,但基本都保持在100mN/m數量級的范圍;當CDS-1濃度為0.025%時,隨著時間的變化與原油的界面張力基本都保持在10-3mN/m數量級范圍;當表面活性劑濃度為0.05%時,在0～25 min時,油、水界面張力由1.04×100mN/m降低到了8.87×10-2mN/m,而后,體系的界面張力基本不隨時間的變化而有明顯的改變,且在10-2mN/m數量級的低值范圍;當表面活性劑濃度在0.05%～0.30%的范圍時,時間對界面張力的影響開始減小,但無論是瞬時動態界面張力還是平衡界面張力,都達到了10-2mN/m的超低值。故本次研究選用0.05%CDS-1表面活性劑。

特別需要說明的是,對于CDS-1來說,即使在濃度低而寬的0.025%～0.30%(有效濃度）條件下,油、水界面張力仍然可以達到7.87×10-3mN/m的超低值,遠遠低于目前常規復合驅的表面活性劑的使用濃度(表面活性劑 0.15%～0.30%(有效濃度的實際使用濃度））[2],這使高30油藏大規模經濟高效使用超低濃度的表面活性劑復合驅成為可能。

圖2 表面活性劑CDS-1濃度對界面張力的影響Fig.2 The effect of surfactant(CDS-1）concentration on interfacial tension

2.2 聚合物對二元體系表觀黏度的影響

眾所周知,由于油藏的非均質性,復合驅體系的表觀黏度對驅油效果影響較大。在一定范圍內提高驅油體系的黏度,使可以提高驅油效率的驅油溶液進入滲透率較低的層位,從而提高油層波及體積,還可以提高低滲層的驅油效率,因而可以大幅度整體提高驅油效果。因此,驅油體系在油層滲透過程中,保持理想的流度控制是保證復合驅高效驅油的前提和條件[5-9]。

為了與油田實際一致,實驗中用注入水配置母液、產出水稀釋來配制表面活性劑/聚合物二元復合體系,在CDS-1濃度為0.05%以及溫度為90℃的條件下,測定三種聚合物不同濃度下二元復合體系的表觀黏度(圖3）。

圖3 表面活性劑濃度為0.05%時聚合物濃度對二元復合體系表觀黏度的影響Fig.3 The effect of polymer concentration on apparent viscosity as the concentration of CDS-1 active is 0.05%

由圖3可以看出,在表面活性劑CDS-1濃度為0.05%的情況下,體系的表觀黏度隨著聚合物濃度的升高而逐漸升高。對于部分水解聚丙烯酰胺CDS-1-HPAM(分子量M≥2 500×104）/CDS-1二元復合體系,隨著CDS-1濃度的增加,由于形成了更多的膠束粒子或更大的膠束粒子,使得聚合物分子之間的作用更強,因此溶液的表觀黏度也隨之增加。對于疏水締合聚合物(HNT201-3）/CDS-1二元復合體系,由于疏水締合聚合物的分子鍵引入了疏水基團,使得這種作用更強,其表觀黏度明顯高于 CDS-1-HPAM/CDS-1和疏水締合聚合物AP-P4/CDS-1復配體系。當疏水締合聚合物HNT201-3的濃度在1.250 g/L時,體系的表觀黏度高達72.37 mPa·s,而AP-P4體系的表觀黏度卻小于4 mPa·s,CDS-1-HPAM體系的表觀黏度卻為13.9 mPa·s。因此,HNT201-3疏水締合聚合物/0.05%CDS-1表面活性劑的增黏效果最佳,為油層條件下原油黏度(24.63 mPa·s）的2.94倍。

為此,確定二元復合體系為0.05%CDS-1表面活性劑/1 250 mg/L HNT201-3締合聚合物。

2.3 巖心驅油實驗

根據選出的二元復合體系,為使驅油效果達到最佳,通過驅油試驗來確定最佳的注入段塞。整個驅替過程模擬油田實際開發過程,具體步驟如下:

(1）將巖心在真空條件下飽和實際產出地層水,然后飽和原油,直到巖心出口端無水產出,用以模擬實際油田未開發狀況(造束縛水）;

(2）進行水驅(注入水為高30斷塊注入水）,直到巖心出口端含水98%(油田水驅經濟極限）,計算水驅采收率;

(3）注入復合體系溶液段塞,進行化學驅油,接著注入保護段塞0.1 PV(濃度1 250 mg/L）;

(4）進行后續水驅(注入水為高30斷塊注入水）,直到巖心出口端含水98%,計算增采的油量和采收率。試驗結果見圖4。

圖4 表面活性劑/締合聚合物復合體系在非均質巖心上的驅油試驗結果Fig.4 Results of displacement test of surfactant/hydrophobically associating polymer on heterogeneous compacted sands

可以看出,隨著注入PV數的增大,復合驅比水驅提高的采收率值是逐漸增加的。但在注入量為0.01～0.25 PV時,隨著注入量的增加,采收率只是由11.08%OOIP(原始地質儲量）增加到17.61%OOIP,增加的幅度緩慢;而當注入量在0.25～0.30 PV的范圍內,隨著注入量的增大,聚合物驅的采收率增加幅度急劇增大,由17.61%OOIP上升到 20.91%OOIP;當注入量大于0.3PV后,復合驅的采收率增加幅度又開始變緩,采收率僅由20.91%OOIP(注入0.3 PV）增加到21.6%OOIP(注入0.35 PV）,曲線呈典型的S型。可見,高30斷塊表面活性劑/締合聚合物復合驅的段塞注入量應在0.3 PV,此時的驅油效果最佳,復合驅比水驅提高采收率為 20.91%OOIP。

3 結論

(1）通過室內篩選與評價,表面活性劑CDS-1在低而寬的0.025%～0.300%(有效濃度）的濃度范圍內,與原油的界面張力可以達到可以大幅度提高采出程度的10-2mN/m數量級,這使高30油藏大規模推廣使用超低濃度的表面活性劑復合驅成為可能。

(2）高30斷塊二元復合驅油體系為表面活性劑CDS-1/締合聚合物 HNT201-3。主段塞中締合聚合物濃度1 250 mg/L,表面活性劑濃度0.05%(有效濃度）,復合體系黏度72 mPa·s。當注入段塞為0.3 PV,聚合物后續保護段塞0.1 PV(濃度 1 250 mg/L）,比水驅提高采收率20.91%OOIP,效果十分明顯。

[1]Taber J J,Martin F D.Technical Screening Guides fot the Enhanced Recovery of Oil[C].SPE12069,1983.

[2]李華斌.三元復合驅新進展及礦場試驗[M].北京:科學出版社.2007:57-78.

[3]李孟濤,劉先貴,楊孝君.無堿二元復合體系驅油試驗研究[J].石油鉆采工藝,2004,26(5）:73-76.

[4]唐洪明,孟英峰,陳忠.大慶油田三元復合驅過程中垢預測與垢研究[J].鉆井液與完井液,2002,19(2）:9-12.

[5]李華斌.高溫高鹽油藏S/P二元復合驅室內實驗研究[J].油田化學,2005,22(4）:336-339.

[6]王者琴,夏惠芬,王剛,等.無堿超低界面張力下二元復合體系對水驅殘余油采收率的影響[J].大慶石油學院學報,2007,31(03）:25-27.

[7]張巧蓮.應用堿-表面活性劑-聚合物復合驅體系提高石油采收率[J].膠體與聚合物,1999,17(1）:46-47.

[8]羅平亞,李華斌,鄭焰,等.大慶油田疏水締合聚合物-堿-表面活性劑三元復合驅提高采收率研究[J].大慶石油地質與開發,2001,(06）:1-4.

[9]程杰成,廖廣志,楊振宇,等.大慶油田三元復合驅礦場試驗綜述[J].大慶石油地質與開發,2001,20(2）:46-49.

Lab test of S/P EOR technology in the reservoir of fault block G ao 30

Huang Xiaohui,Li Huabin,Cheng Keyang,Tian Xiaolan,Qiao Lin
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Techology,Chengdu610059）

Surfactant/polymer(S/P）systems are screened and evaluated at 90℃in the reservoir of fault block Gao 30 in Huabei oilfield in this paper.The results indicate that the interfacial tension between the chemical solution and crude oil could be lowered to the magnitude of 10-2mN/m of which residual oil saturation could be obviously reduced,as surfactant CDS-1 active concentration ranged from 0.025%to 0.300%.Apparent viscosity of the chemical solution could be 72.37 mPa·s if 1 250 mg/L hydrophobically associating polymer HNT201-3 is added into 0.05%CDS-1 connate.Results of core displacement test,whose reservoir permeability and heterogeneous variation coefficient are identical with those of the reservoir,show that the oil recovery could be increased by 20.91%OOIP than water flood when 0.30 PV chemical slug size and 0.10 PV polymer buffer are injected into Dynasty-Parson Cores.

surfactant/polymer technology;enhanced oil recovery;hydrophobically associating polymer;interfacial tension

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.072

1008-2336(2010）01-0072-04

2009-09-16;改回日期:2009-11-02

黃小會(1986—）,女,油氣田開發工程連讀碩士研究生,主要從事化學驅提高采收率技術研究。E-mail:huangxh820@163.com。